Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП "Альметьевск" ПАО "Татнефть"

Назначение

Система измерений количества и показателей качества нефти №   224

ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть» (далее по тексту - система) предназначена для автоматического измерения массы брутто нефти, определения показателей качества нефти и автоматизированного измерения массы нетто нефти при учетных операциях между НГДУ «Альметьевнефть» ПАО «Татнефть» и Альметьевским районным нефтепроводным управлением АО «Траснефть-Прикамье».

Описание

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы брутто нефти, реализованного с применением счетчиков-расходомеров массовых.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной и изготовленной для конкретного объекта из средств измерений и оборудования серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией системы и эксплуатационными документами ее составляющих.

Конструктивно система состоит из блока измерительных линий (БИЛ), блока измерений показателей качества нефти (БИК), стационарной трубопоршневой поверочной установки (ТПУ), системы сбора и обработки информации (СОИ). Технологическая обвязка и запорная арматура системы не допускает неконтролируемые пропуски и утечки нефти.

БИЛ состоит из шести измерительных линий (ИЛ).

В состав каждой ИЛ входят следующие средства измерений (СИ) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений) и технические средства:

- счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF400 (регистрационный № 13425-01) или счетчик-расходомер эталонный массовый Micro Motion CMF400 с измерительным преобразователем 2700R (регистрационный № 43918-10) (далее - СРМ);

- преобразователь измерительный RTT20 (регистрационный № 20248-00);

- датчик давления серии I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-02) или датчик давления I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-07);

- датчик давления «Метран-100» модели Метран-100-ДД (регистрационный № 22235-01);

- фильтр;

- манометр и термометр для местной индикации давления и температуры.

На входном коллекторе БИЛ установлены:

- датчик давления серии I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-02) или датчик давления I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-07);

- манометр для местной индикации давления.

На выходном коллекторе БИЛ установлены:

- два пробозаборных устройства щелевого типа по ГОСТ 2517-2012;

- преобразователь измерительный RTT20 (регистрационный № 20248-00);

- датчик давления серии I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-02) или датчик давления I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-07);

- манометр для местной индикации давления.

БИК выполняет функции оперативного контроля показателей качества нефти и автоматического отбора проб для лабораторного контроля показателей качества нефти. Отбор представительной пробы нефти в БИК осуществляется по ГОСТ 2517-2012 через пробозаборное устройство.

В БИК установлены следующие СИ и технические средства:

- преобразователи плотности жидкости измерительные модели 7835 (далее - ПП) (регистрационный № 15644-01 или № 52638-13);

- преобразователи плотности и вязкости жидкости измерительные модели 7827 (регистрационный № 15642-01 и/или № 15642-06) или преобразователь плотности FVM (регистрационный № 62129-15);

- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (регистрационный № 14557-01 и/или № 14557-05);

- преобразователь измерительный RTT20 (регистрационный № 20248-00);

- датчик давления серии I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-02) или датчик давления I/A модели IGP10 (регистрационный № 15863-07);

- счетчик нефти турбинный МИГ-32  (регистрационный № 26776-08) или

преобразователь расхода турбинный МИГ-М-32 (регистрационный № 65199-16);

- два пробоотборника для ручного и автоматического отбора проб;

- фильтры тонкой очистки;

- насосы для перекачки нефти;

- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.

В состав стационарной ТПУ входит:

- двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» (регистрационный № 20054-00);

- преобразователи измерительные 3144 к датчикам температуры (регистрационный № 14683-00);

- преобразователи давления измерительные 3051(регистрационный № 14061-99 или № 14061-10);

- манометры и термометр для местной индикации давления и температуры.

В СОИ системы входят:

- устройства измерения параметров жидкости и газа модели 7955 (регистрационный № 15645-01);

- программный комплекс автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора «CROPOS» функционирует на SCADA-пакете InTouch 7.1 и выше, свидетельство ФГУП «ВНИИР» о метрологической аттестации программного обеспечения от 18.11.2013.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- измерение массового расхода и массы брутто нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления, плотности и вязкости нефти;

- вычисление массы нетто нефти как разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты измерений массовой доли механических примесей и массовой концентрации хлористых солей в лаборатории, массовой доли воды, определенной в лаборатории или определенной по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного;

- измерение в БИК объемной доли воды в нефти, плотности и вязкости нефти;

- измерение давления и температуры нефти;

- проведение контроля метрологических характеристик и поверки СРМ с применением стационарной ТПУ и ПП;

- отбор проб (автоматический и ручной) согласно ГОСТ 2517-2012 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;

- контроль параметров измеряемой среды, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;

- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на два структурных уровня - верхний и нижний.

К ПО нижнего уровня относится ПО устройства измерений параметров жидкости и газа модели 7955, обеспечивающее общее управление ресурсами вычислительного процессора, базами данных и памятью, интерфейсами контроллера, проведение вычислительных операций, хранение калибровочных таблиц, передачу данных на верхний уровень. К метрологически значимой части ПО нижнего уровня относится операционная система устройства измерений параметров жидкости и газа модели 7955.

К ПО верхнего уровня относится ПО программного комплекса АРМ оператора «Cropos» (далее - АРМ оператора), выполняющая функции передачи данных с нижнего уровня, отображения на станции оператора функциональных схем и технологических параметров объекта, прием и обработки управляющих команд оператора, формирование отчетных документов, вычисления массы нетто нефти.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014. «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Идентификационные данные ПО системы приведены в таблицах 1, 2.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО устройства измерений параметров жидкости и газа модели 7955

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики системы

Таблица 4 - Основные технические характеристики системы

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации системы типографским способом.

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0291-18 МП «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть». Методика поверки», утверждённому ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 24.08.2018 г.

Основные средства поверки:

- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СРМ;

- средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав системы.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемой системы с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Сведения о методах измерений

представлены в документе МН 876-2018 «Масса нефти. Методика измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 224 ПСП «Альметьевск» ПАО «Татнефть», ФР.1.29.2018.31618.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений

Приказ Росстандарта № 256 от 07.02.2018 г. «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»

Приказ Минэнерго России от 15.03.2016 г. № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»